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1、1,变流器功能原理及调试故障排除,2,目录,DFIG系统 变速恒频控制原理 功率因数调节 变流器系统图 并网过程 技术参数 硬件结构 变流器调试 变流器故障排除,3,DFIG 系统,电网侧变流器,电机侧变流器,交直交电压型变流器,4,DFIG 系统,双PWM变流器主电路结构图,从电网吸收电能,向电网发送电能,5,DFIG 系统,交流侧功率因数控制 保持直流环节电压稳定,调节控制转子励磁电流频率，以实现DFIG变速恒频运行 调节励磁电流幅值和相位控制DFIG电势的相位和频率 确保DFIG输出解耦的有功功率和无功功率,6,变速恒频控制原理,变速恒频：转子的转速跟踪风速的变化，定子侧恒频恒压输出。,
2、f1 定子电流频率，与电网频率相同； p电机极对数； fm转子机械频率，fm=n/60（n为发电机转子转速）； f2转子电流频率；,n小于定子旋转磁场的同步转速ns时，处于亚同步运行状态，上式取正号，此时变流器向发电机转子提供交流励磁，发电机由定子发出电能给电网；,n大于ns时，处于超同步运行状态，上式取负号，此时发电机由定子和转子发出电能给电网，变流器的能量逆向流动；,n等于ns时，处于同步运行状态，f2=0，变流器向转子提供直流励磁；,因此，当发电机转速n变化时，即pfm变化，若控制f2相应变化，可使f1保持恒定不变，即与电网频率保持一致，也就实现了变速恒频控制。,7,功率因数调节,考虑到
3、风电系统的功率扰动以及电网本身的供电质量问题，因此希望风力发电系统发电机输出有功功率可调节，同时还能改变输出功率因数。通过转子侧变频器励磁控制，可以实现风力发电机组在稳定状态下的总有功功率和转差率不随功率因数设定值的变化而变化。其总有功功率由机组的风机功率特性与风况决定，同时，发电机的转差率由风力机组的总有功功率和转速控制特性决定，与发电机输出无功功率无关。,8,变流器系统图,9,变流器系统图,10,变流器系统图,11,并网过程,12,并网过程,13,技术参数,发电机额定功率：2100kW 同步转速：1500 rpm 转速范围：983至1983 rpm 额定转速：1812 rpm 额定电压：6
4、90V +/- 10% 电网频率：50Hz +/-2.5% 功率因数可调范围：容性/欠励0.95感性/过励0.95 定子额定电流(Cos phi=1) ：1460A 电网侧变流器容量：570 kVA 电机侧变流器容量：1015 kVA du/dt 1500V/s DC-link：1100V DC,14,硬件结构,15,硬件结构,16,硬件结构,17,变流器调试,1、开始作业前检查绝缘 2、确保断电后再次通电的安全 3、检查安全保护器件是否失效 4、检查器件的接地和短路情况 5、任何带电的器件需要密封或隔离,变流器调试安全作业要求,18,变流器调试,1、对变流器的柜子进行目测检查 2、合上所有断
5、路器开关 3、给变流器导入发电机参数(需要用到SEG提供的客户版调试软件）,变流器调试前准备,19,变频器手动并网调试,在变频器操作 面板上将工作模 式打到手动工作 模式,20,变频器手动并网调试,21,变频器手动并网调试,I/O检查,22,变频器手动并网调试,23,变频器手动并网调试,同步化,24,变频器手动并网调试,手动并网调试完毕，停止风机。,25,变频器自动并网调试,在变频器操作 面板上将工作模 式打到自动工作 模式,26,变频器调试报告的填写,27,故障分析1_变频器故障,风机频报IGBT overload,28,上图显示转子侧K与L曲线出现了瞬间的电压电流尖峰，可能是转子相间短路造成。 对此我们通过一下方法进行了验证。 首先分析故障的事件记录：,29,上图是以前故障事件记录情况，通过上图我们可以看出，首先是HU_X4_11出现错误，然后是IGBT Over Load，X4_11是对IGBT的V相故障的监测信号线，所以故障来自转子侧V相（即转子L相），如果确实是发电机转子问题，我们将转子的K、L、M顺序变为L、M、K以后，再次调试运行风机，故障信号将会来自IGBT的U相，而HU对IGBT的U相监测信号线为HU_X4_09，所以将会有IGBT_FAULT_X4_09错误及IGBT Over Load。经验证确实如此，图片如下：,30,31,32,33,